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基于燃气-蒸汽联合循环分轴机组运行方式研究

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摘要：文章对燃气—蒸汽联合循环分轴机组运行方式进行分析，详细探讨燃机ＦＣＢ功能实现，最后对孤岛运行电气安全性分析。

关键词：燃气；联合循环；孤岛运行；ＦＣＢ；并网

０引言

燃气-蒸汽联合循环发电技术不断成熟，现在建设的循环发电厂不断增多，所设置的机组结构复杂程度高，且因工作参数特点影响，经常会发生变负荷问题。一旦机组出现运行故障，不仅会降低作业效率，情况严重的甚至会产生安全事故，因此需要结合以往经验确定故障原因，提前采取措施进行预防。燃气—蒸汽联合循环机组整体循环效率高、清洁环保、对环境污染小，且调峰能力强，可以适应快速启停，是未来火电发展的趋势。燃机快速减负荷（ＦＣＢ，Ｆａｓｔｃｕｔｂａｃｋ）是当电网频率或功率发生不稳定超限，安全自动装置、失步解列装置动作跳开燃机主变高压侧断路器，燃机快速减负荷至保证厂用电稳定运行的负荷，即燃机进入自带厂用电的孤岛运行方式，当电网故障恢复后又能通过燃机主变高压侧断路器实现快速并网。ＦＣＢ对电网事故处理、电网黑启动以及电厂保厂用电都有着十分重要的意义。

１燃气—蒸汽联合循环分轴机组运行方式

燃机发电机装设出口断路器，以满足各种调峰运行方式的要求。如图１所示，厂用分支Ｔ接于燃机主变低压侧，机组正常启停通过主变倒送厂用电源，发电机由ＧＣＢ同期，无须进行厂用电切换操作。汽机发电机不装设出口断路器，在汽机发电机与汽机主变之间的主封母上Ｔ接分支封母至发电机出口电压互感器柜及励磁变。

图１燃气—蒸汽联合循环分轴单元制接线图

２燃机ＦＣＢ功能实现

２．１燃机发变组保护配置

相比于常规机组，需要实现ＦＣＢ功能的联合循环分轴机组，需要对发变组相关保护的跳闸矩阵进行修改，以保证在出现电网故障情况下不会停燃机，仅为主变高压侧断路器跳闸。对比表１和表２，发电机低频保护、发电机过频保护、发电机失步保护的出口矩阵均修改为跳燃机主变高压侧断路器，而不跳ＧＣＢ、关停燃机，此时燃机ＲＢ动作，快速减负荷至带厂用电孤岛运行。

表１常规机组相关保护出口矩阵

表２实现ＦＣＢ功能相关保护出口矩阵

除发变组相关保护出口矩阵需要进行修改之外，实现燃机ＦＣＢ功能也需要为其他控制系统、保护装置（如ＴＣＳ系统、安全稳定控制装置等）提供机组进入孤岛运行工况的信号依据。选择燃机主变高压侧断路器跳位辅助接点以及发电机出口断路器ＧＣＢ合位辅助接点共同作为燃机ＦＣＢ触发信号。

２．２安全稳定控制装置配合

随着新建电厂和电厂改造后机组单机容量及总出力不断增大，当电厂出线发生过载、跳闸等事故时，将严重影响出线及机组的安全稳定运行，配置安全稳定控制装置能够减少“窝电”损失，提高不同方式下电厂机组的输送能力。

联合循环分轴机组配置有安全稳定控制装置时，需要对安全稳定控制装置相关出口进行修改，安全稳定控制装置动作出口至燃机发变组保护非电量屏联跳主变高压侧断路器，同时动作出口至操作箱直跳主变高压侧断路器，而不跳ＧＣＢ以及发停燃机信号至ＴＣＳ系统。

２．３失步解列装置配合

失步解列作为电力系统最后一道防线，肩负保证电力系统安全稳定运行的作用。当出现多重故障或稳定控制的量不足，系统可能失去同步或出现电压、频率不稳定状态，此时解列失步的系统，出现低频与低压时切除一定量的负荷（送端系统高频切机），使解列后的电网实现功率重新平衡，有效遏制事故的扩大，防止系统的崩溃及大面积停电事故发生。

联合循环分轴机组配置失步解列装置，其出口与安全稳定控制装置一致，即失步解列装置动作出口至燃机发变组保护非电量屏联跳主变高压侧断路器，同时动作出口至操作箱直跳主变高压侧断路器。

３孤岛运行电气安全性

３．１励磁控制

孤岛运行时，需要保证电压维持在设定范围内，尤其要注意厂用母线电压在正常范围，以保证厂用辅机稳定运行，其次可以适当增加无功，提高孤岛系统的电压及厂用电电压，防止外部变电站或其他电厂的主变充电时将孤岛系统的电压拉低，造成厂用辅机跳闸，使孤岛系统瓦解。

３．２汽轮发电机控制

燃机主变高压侧断路器跳闸后，若汽轮发电机未跳闸，应手动打闸，将汽轮发电机解列。进入孤岛运行工况时，发电机突然将外部负荷全部甩掉，燃机快速ＲＢ至最小输出功率，此时燃机排烟温度迅速降低，使余热锅炉产生的蒸汽品质下降，不能保证汽轮机稳定运行，同时燃机发电机甩负荷可能会造成汽机发电机出现振荡。故燃机发电机进入孤岛运行工况后，汽机发电机应自动解列，若未自动解列应手动将汽轮机打闸停机。

３．３同期并网

为了适应孤岛运行的工况以及保证在外部电网故障恢复后能够快速并网，燃机设置燃机发电机出口断路器和燃机主变高压侧断路器两个同期点。燃机发电机出口断路器同期点用于机组正常启停的同期点，而燃机发电机带厂用电孤岛运行时选择燃机主变高压侧断路器作为同期点。选择该同期点应注意励磁系